Not until a semester has been published, the Ministry of Energy and Mineral Resources (ESDM) will revise Ministerial Regulation No. 11 of 2017 on gas prices for power plants. Through this regulatory change, the final gas price at the power plant will be ensured to remain affordable.
Deputy Minister Arcandra Tahar said, based on Regulation 11/2017, PLN will have the option to use gas pipelines, liquefied natural gas / LNG or LNG import to get the lowest price. However, the regulation has not yet calculated the cost of transportation and regasification.
"It seems the same, the selected gas pipeline must be selected. So the logic in the Ministerial Regulation is useless, "he said in Jakarta.
In Regulation 11/2017, the price of gas for power plants are built near the mouth of the gas well is set at 8% of the price of crude oil Indonesia (Indonesian Crude Price / ICP) per million British thermal unit (mmbtu).
While the price of gas for pipe plant far from oil and gas projects, set at 11.5% of ICP. However, when the price of piped gas exceeds that limit, PLN has the option of using domestic LNG. Even this LNG price is set to not exceed 11.5% ICP with a freight on board (FoB) scheme. If this limit is exceeded, subsequent PLN is allowed to import LNG with Indonesia's landed price not exceeding 11.5% ICP
But logically, Arcandra states, this does not guarantee PLN get the lowest price. The reason is when using domestic LNG and import LNG, the final price in the power plant will potentially exceed the 11.5% pipe gas price set ICP. This is because PLN still has to bear the cost of regasification and transportation.
"For example, 11.4% of ICP LNG can not possibly be used as well because there are the costs of transportation and regasification so that the price can be 11-12% PLN ICP will not be taken because it is more expensive," he explained. The same is true for imported LNG.
This concept will be revised. According to him, the current standard used as a limitation does not guarantee the price at the other end, at power plants, will be more affordable. The 11.5% constants may need to be changed considering the price of gas at the mouth of the well at present reaches 11.5% ICP
"We are being discussed, which should be checked for the end price, not the price of landed price or FOB," said Arcandra.
Secretary of the Directorate General of Oil and Gas of the Ministry of Energy and Mineral Resources, Susyanto, added that Ministerial Regulation 11/2017 was revised because the gas price determined was less suitable with upstream investment.
"It does not match the interests of upstream oil and gas with electricity," he said.
In Project 35 Thousand MW, the portion of Steam Power Plant (PLTU) is fueled dominate, reaching 19,940 MW or 56.13%. However, the share of PLTG / PLTGU is also quite large, which amounted to 12,867 MW or 36.22%.
In addition, the Electricity Supply Business Plan (RUPTL) from 2016 to 2025, the share of the power plant / power plant also magnified 9,700 thousand MW to 18,900 MW. In line with the increase in generating capacity, PLN's gas demand is mainly in the form of LNG, projected to increase every year.
In 2016, LNG needs an estimated 147 billion cubic feet and gas pipelines of 429 billion cubic feet. This figure will skyrocket to 838 billion cubic feet for LNG and 473 billion cubic feet for pipe gas in 2025.
The Ministerial Regulation on Power Purchase Agreement / PPA is not only Ministerial Regulation 11/2017, the ESDM Ministry will also amend Regulation of the Minister of 10/2017 which regulates the principles of Power Purchase Agreement (PPA). Just like Ministerial Regulation, Electricity Gas Price, this Regulation of Minister of PPA was also issued at the beginning of this year.
Director General of Electricity Ministry of Energy Andy Sommeng said that the main revision will be done related to the term government force majeure as stated in the regulation. This clause raises uncertainty among investors and financial institutions.
"The lenders that matter is whether it is bankable or not. Problem bankability, "he said.
The clause concerning government force majeure in this rule is stated in Article 8 and Article 28. Article 8 Paragraph 2 mentions One of the risks to be borne by a business entity is a change in policy or regulation (government force majeure).
Whereas Article 28 Paragraph 7 states that in force majeure due to government force majeure that caused the project to be terminated or the power plant can not operate, PLN and business entity shall be exempted from their respective obligations.
Andy Sommeng revealed, actually Ministerial Regulation 10/2017 is pretty good. This Ministerial Regulation divides the risks borne by PLN and private power producers (Independent Power Producer / IPP).
In addition to the matter of government force majeure it is mentioned that there will not be many other provisions that are amended in this Ministerial Regulation. One of them is about the contract period.
"The contract period will not be changed," he said.
Ministerial Regulation 10/2017 stipulates the contract of electricity purchase agreement between PLN and IPP maximum 30 years. Where based on the Ministerial Regulation, after 30 years of contract, the plant will belong to the state by constructing, owning, operating and transfer (BOOT) mechanisms. This has never been arranged before.
In addition, this rule also regulates the issue of sanctions for private power developers who can not fulfill their obligations under the contract. Meanwhile, the Ministerial Regulation stipulates the penalty for the delay of IPP to operate the commercial power (COD).
The amount of the fine will be adjusted to PLN's cost of providing replacement power because of the delay. On the other hand, PLN should also provide incentives to the IPP requested to speed up the operation process.
Then, PLN is required to purchase electricity in accordance with the capacity agreed upon in PPA, otherwise it will be charged a take or pay fee to PLN in accordance with the agreed capacity value. Conversely, if the IPP is not able to supply electricity in accordance with the agreed capacity, then it will be subject to a fine delivery or pay
IN INDONESIA
Atur Harga Gas Pembangkit Pemerintah Revisi Peraturan Menteri
Belum sampai satu semester diterbitkan, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) akan merevisi Peraturan Menteri No 11 Tahun 2017 soal harga gas untuk pembangkit listrik. Melalui perubahan aturan ini, harga gas akhir di pembangkit listrik akan dipastikan tetap terjangkau.
Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengungkapkan, berdasarkan Peraturan Menteri 11/ 2017, PLN memiliki opsi menggunakan gas pipa, liquefied natural gas/ LNG maupun impor LNG untuk mendapatkan harga termurah. Namun aturan tersebut belum menghitung biaya transportasi dan regasifikasi.
“Jadinya sama saja, yang dipilih pasti gas pipa. Jadi logika yang ada di Peraturan Menteri tidak ada gunanya,” kata dia di Jakarta.
Dalam Peraturan Menteri 11/2017, harga gas pipa untuk pembangkit listrik yang dibangun dekat dengan mulut sumur gas dipatok sebesar 8% dari harga minyak mentah Indonesia (Indonesian Crude Price/ICP) setiap juta british thermal unit (mmbtu).
Sementara harga gas pipa untuk pembangkit yang jauh dari proyek migas, ditetapkan sebesar 11,5% dari ICP. Namun ketika harga gas pipa melebihi batas tersebut, PLN memiliki opsi menggunakan LNG domestik. Harga LNG inipun diatur tidak boleh melebihi 11,5% ICP dengan skema freight on board (FoB) . Jika batas ini terlampaui, PLN berikutnya diizinkan mengimpor LNG dengan ketetapan harga di Indonesia (landed price) tidak melebihi 11,5% ICP
Namun secara logika, Arcandra menyatakan, hal ini tidak menjamin PLN memperoleh harga paling rendah. Pasalnya ketika memakai LNG domestik maupun LNG impor, harga akhir di pembangkit berpotensi akan melebihi harga gas pipa yang dipatok 11,5% ICP. Hal ini lantaran PLN masih harus menanggung biaya regasifikasi maupun transportasi.
“Misal dapat LNG 11,4% ICP tidak mungkin dipakai juga karena masih ada biaya transportasi dan regasifikasi sehingga harganya bisa jadi 11-12% ICP PLN tidak akan diambil karena lebih mahal,” jelasnya. Hal yang sama berlaku juga untuk LNG yang diimpor.
Konsep inilah yang akan direvisi. Menurutnya, standart yang sekarang ini digunakan sebagai batasan tidak menjamin harga di ujung, di pembangkit listrik, akan lebih terjangkau. Konstanta 11,5% bisa saja perlu diubah mengingat harga gas di mulut sumur saat ini ada yang mencapai 11,5% ICP
“Kami sedang dibicarakan, yang harus dicek harga end-nya, bukan dibandingkan harga landed price atau FOB,” tutur Arcandra.
Sekretaris Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi Kementerian ESDM Susyanto menambahkan, Peraturan Menteri 11/2017 direvisi juga lantaran harga gas yang ditetapkan kurang sesuai dengan investasi hulu.
“Tidak match antara kepentingan hulu migas dengan listrik,” ujarnya.
Dalam Proyek 35 Ribu MW, porsi Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) yang berbahan bakar memang mendominasi, yakni mencapai 19.940 MW atau 56,13%. Namun, porsi PLTG/ PLTGU juga cukup besar, yaitu sebesar 12.867 MW atau 36,22%.
Selain itu, dalam Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) 2016-2025, porsi PLTG/PLTGU juga diperbesar 9.700 MW menjadi 18.900 ribu MW. Seriring dengan pertambahan kapasitas pembangkit, kebutuhan gas PLN utamanya dalam bentuk LNG, diproyeksikan naik setiap tahunnya.
Pada 2016, kebutuhan LNG diperkirakan 147 miliar kaki kubik dan gas pipa 429 miliar kaki kubik. Angka ini akan melejit menjadi 838 miliar kaki kubik untuk LNG dan 473 miliar kaki kubik untuk gas pipa pada 2025.
Peraturan Menteri tentang Power Purchase Agreement/PPA tidak hanya Peraturan Menteri 11/ 2017, Kementerian ESDM juga akan mengubah Peraturan Menteri 10/2017 yang mengatur pokok-pokok dalam perjanjian jual beli listrik (Power Purchase Agreement/PPA). Sama seperti Peraturan Menteri, Harga Gas Kelistrikan, Peraturan Menteri PPA ini juga baru terbit pada awal tahun ini.
Direktur jenderal Ketenagalistrikan Kementerian ESDM Andy Sommeng menuturkan, revisi utamanya akan dilakukan terkait istilah government force majeure yang tercantum dalam aturan tersebut. Klausul ini menimbulkan ketidakpastian di kalangan investor dan lembaga keuangan.
“Para lender itu isunya adalah apakah ini bankable atau tidak. Soal bankability,” ujarnya.
Klausul soal government force majeure dalam aturan ini dinyatakan dalam Pasal 8 dan Pasal 28. Pasal 8 Ayat 2 menyebutkan Salah satu risiko yang harus ditanggung oleh badan usaha adalah perubahan kebijakan atau regulasi (government force majeure).
Sementara dalam Pasal 28 Ayat 7 tertulis, dalam keadaan kahar (force majeure) yang dikarenakan perubahan kebijakan pemerintah (government force majeure) yang menyebabkan proyek dihentikan atau pembangkit tenaga listrik tidak dapat beroperasi, maka PLN dan badan usaha dibebaskan dari kewajiban masing-masing.
Andy Sommeng mengungkapkan, sebenarnya Peraturan Menteri 10/2017 ini cukup bagus. Peraturan Menteri ini membagi risiko yang harus ditanggung PLN dan produsen listrik swasta (Independent Power Producer/IPP). Selain soal government force majeure itu disebutnya tidak akan banyak ketentuan lain yang diubah dalam Peraturan Menteri ini. Salah satunya soal periode kontrak.
“Tidak akan diubah periode kontrak,” tuturnya.
Peraturan Menteri 10/ 2017 menetapkan kontrak perjanjian jual beli listrik antara PLN dan IPP maksimal 30 tahun. Dimana berdasarkan Peraturan Menteri, setelah 30 tahun kontrak, pembangkit akan menjadi milik negara dengan mekanisme membangun, memiliki, mengoperasikan, dan mengalihkan (build, own, operate, and transfer/ BOOT). Hal ini sebelumnya belum pernah diatur.
Selain itu, aturan ini juga mengatur masalah pemberian sanksi bagi pengembang listrik swasta yang tidak dapat memenuhi kewajibannya sesuai dengan kontrak. Adapun, dalam Peraturan Menteri diatur pengenaan pinalti atas keterlambatan IPP mengoperasikan pembangkit secara komersial (commercial operation date/ COD).
Besaran dendanya, akan disesuaikan dengan biaya PLN menyediakan tenaga listrik pengganti karena keterlambatan tersebut. Di sisi lain, PLN juga harus memberikan insentif kepada IPP yang diminta mempercepat proses operasi.
Kemudian, PLN diwajibkan membeli listrik sesuai dengan kapasitas yang telah disepakati dalam PPA, jika tidak maka akan dibebankan denda take or pay kepada PLN sesuai dengan nilai kapasitas yang telah disepakati. Sebaliknya, jika IPP tidak mampu memasok listrik sesuai dengan kapasitas yang disepakati, maka pihaknya akan terkena denda delivery or pay.
Investor Daily, Page-9, Wednesday, July 12, 2017
No comments:
Post a Comment